節(jié)能監(jiān)測在油房莊節(jié)能示范區(qū)的實(shí)踐與探討

雷 鈞 ，王 勇 ，梁海峰，周學(xué)軍 ，王海軍

1.中國石油長慶油田分公司技術(shù)監(jiān)測中心 （陜西 西安 710018）

2.中國石油長慶油田分公司中部氣田指揮部 （甘肅 慶陽 745000）

3.中國石油長慶油田分公司質(zhì)量管理與節(jié)能處 （陜西 西安 710018）

油房莊油田于1987年投入規(guī)模開發(fā)，主要開采層位為三疊系延長組和侏羅系延安組。節(jié)能改造前，油井開井483口，平均單井日產(chǎn)液7.44m3，泵掛1965m，沖程 2.8m，沖次 3.8min-1，泵徑 36.8mm。

注水系統(tǒng)管轄水源井27口，注水站5座，穩(wěn)流配水閥組（配水間）56座，注水井開井147口，聯(lián)合站脫出水全部有效回注。集輸系統(tǒng)主要包括聯(lián)合站2座，計(jì)量接轉(zhuǎn)站6座，計(jì)量站1座，增壓點(diǎn)7個(gè)，各類集輸管線共計(jì)83km。熱力系統(tǒng)為蒸汽鍋爐2臺(tái)，真空加熱爐8臺(tái)，水套加熱爐53臺(tái)。電力系統(tǒng)為110kV變電站1座，35kV變電站2座，10kV架空線路6條，共317.4km，配電變壓器255臺(tái)。

節(jié)能示范工程要求對(duì)注水、集輸系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化、簡化，配套增注泵、數(shù)字化增壓橇，推廣叢式井組集中控制節(jié)能裝置、太陽能輔助原油加熱裝置、電力高壓無功補(bǔ)償?shù)燃夹g(shù)，實(shí)現(xiàn)年節(jié)能8 278t(標(biāo)煤)。2013年10月，各項(xiàng)配套改造項(xiàng)目順利完工，考核指標(biāo)達(dá)到相關(guān)要求，經(jīng)油田公司節(jié)能項(xiàng)目驗(yàn)收組驗(yàn)收合格。

1 測試和計(jì)算方法

機(jī)采系統(tǒng)、注水系統(tǒng)和集輸系統(tǒng)采用SY/T 5264-2012《油田生產(chǎn)系統(tǒng)能耗測試和計(jì)算方法》標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行能耗測試和計(jì)算。

1.1 機(jī)械采油井的系統(tǒng)效率

式中：η5為機(jī)械采油井的系統(tǒng)效率,%；N5.1為輸入功率,kW；N5.2為有效功率,kW。

機(jī)采系統(tǒng)輸入功率現(xiàn)場測試錄取。

1.2 注水系統(tǒng)效率計(jì)算公式

式中：η7,J為注水系統(tǒng)效率，%；p7,Vout為注水井井口閥閥后壓力，MPa；p0為基準(zhǔn)壓力 (絕對(duì)壓力)p。：0.1MPa；G7,w為注水井井口流量，m3·h-1； p7,Pin為注水泵入口壓力，MPa；G7,p為注水泵流量，m3·h-1； N7,si為電動(dòng)機(jī)輸入功率，kW；j為系統(tǒng)內(nèi)注水井?dāng)?shù)量，口；i為系統(tǒng)內(nèi)注水泵數(shù)量，臺(tái)。

1.3 輸油泵機(jī)組效率

式中：η為輸油泵機(jī)組效率，%；Pu為輸油泵輸出功率，kW；pgr為輸油泵電機(jī)輸入功率，kW；

輸油泵電機(jī)輸入功率現(xiàn)場測試錄取。

1.4 輸油泵輸出功率計(jì)算公式

式中：Pu為輸油泵輸出功率，kW；ρ為液體密度，kg/m3；Q 為輸油泵流量，m3/s；g 為重力加速度，g=9.81m/s2；H 為輸油泵揚(yáng)程，m。

2 節(jié)能改造前現(xiàn)狀測試

對(duì)油房莊油田機(jī)采系統(tǒng)、注水系統(tǒng)和集輸系統(tǒng)能耗進(jìn)行了普測，掌握了油田生產(chǎn)能源消耗總量和各系統(tǒng)的用能數(shù)據(jù)。

2.1 機(jī)采系統(tǒng)

對(duì)247口油井進(jìn)行了監(jiān)測，電機(jī)負(fù)載率27.3%，功率因數(shù)0.53，日耗電116.6kW·h，平均系統(tǒng)效率21.9%，系統(tǒng)效率小于20%的井?dāng)?shù)91口，占監(jiān)測總數(shù)的36.8%，機(jī)采系統(tǒng)效率統(tǒng)計(jì)見表1。

表1 油房莊油田機(jī)采系統(tǒng)效率分布表

2.2 注水系統(tǒng)

對(duì)12臺(tái)注水泵進(jìn)行監(jiān)測，依據(jù)SY/T 6275-2007《油田生產(chǎn)系統(tǒng)節(jié)能監(jiān)測規(guī)范》標(biāo)準(zhǔn)對(duì)監(jiān)測結(jié)果進(jìn)行節(jié)能評(píng)價(jià)。注水泵輸入功率平均值73.15kW，功率因數(shù)平均值0.78，功率因數(shù)節(jié)能指標(biāo)限定值為≥0.84，合格率為58.3%；機(jī)組效率平均值53.85%，機(jī)組效率節(jié)能指標(biāo)限定值為≥72%，合格率為41.7%；注水系統(tǒng)效率39.9%，低于注水系統(tǒng)效率節(jié)能指標(biāo)限定值49%。

2.3 集輸系統(tǒng)

對(duì)15個(gè)站點(diǎn)27臺(tái)輸油泵進(jìn)行現(xiàn)場測試，輸入功率平均值為22.1kW，功率因數(shù)平均值為0.71，機(jī)組效率平均值為32.1%，節(jié)流損失率達(dá)到13.82%，集輸系統(tǒng)監(jiān)測情況見表2。

2.4 加熱系統(tǒng)

對(duì)9臺(tái)加熱爐進(jìn)行了監(jiān)測，依據(jù)SY/T 6275-2007《油田生產(chǎn)系統(tǒng)節(jié)能監(jiān)測規(guī)范》標(biāo)準(zhǔn)對(duì)監(jiān)測結(jié)果進(jìn)行節(jié)能評(píng)價(jià)。加熱爐排煙溫度平均值為267.3℃，合格率33.3%；空氣系數(shù)平均值為2.6，合格率66.7%；熱效率平均值為76.1%，合格率22.2%，綜合評(píng)價(jià)合格數(shù)量僅1臺(tái)，加熱系統(tǒng)監(jiān)測數(shù)據(jù)見表3。

表2 集輸系統(tǒng)設(shè)備能耗監(jiān)測情況表

表3 2011年油房莊油田加熱爐監(jiān)測數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表

2.5 電力系統(tǒng)

油房莊油田電力系統(tǒng)用電負(fù)荷9 000kW，平均功率因數(shù) 0.61，年用電量 5 800×104kW·h。

3 系統(tǒng)能耗節(jié)點(diǎn)分析

對(duì)油房莊油田各系統(tǒng)能源測試結(jié)果進(jìn)行分析，找出重點(diǎn)耗能設(shè)備的用能薄弱環(huán)節(jié)，從而為節(jié)能方案的制定和評(píng)價(jià)提供技術(shù)依據(jù)。

機(jī)采系統(tǒng)主要影響因素[1]為：一是抽油機(jī)及電機(jī)負(fù)載率低，對(duì)127口油井統(tǒng)計(jì)，平均負(fù)載率53%，功率利用率14.4%；二是抽汲參數(shù)大、泵效低，系統(tǒng)效率低，其中，產(chǎn)液量大于4m3/d油井的平均泵效33.8%，系統(tǒng)效率21.4%；產(chǎn)液量小于4m3/d油井的平均泵效26.7%，平均系統(tǒng)效率18.1%。

注水系統(tǒng)主要影響因素為：一是局部區(qū)塊注水壓力高，有3口注水井井口油壓在16MPa以上，比該區(qū)大部分注水井壓力高2.5MPa左右；二是注水干線壓損嚴(yán)重，某注水干線出站壓力為17.5MPa，配注量600m3/d，其末端配水間壓力僅為12.5MPa，管線壓損達(dá)5.0MPa；三是注水管線、設(shè)備腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重，管線破漏頻繁，造成注水量地面損耗大。

集輸系統(tǒng)因多層系開發(fā)，聯(lián)合站采用沉降罐脫水，乳化油處理困難，耗能高[2]；部分站點(diǎn)原油流向不合理，重復(fù)集輸、處理；因下游原因有近100m3/d液量依靠罐車?yán)\(yùn)，運(yùn)行成本高。

加熱爐排煙溫度平均值為267.3℃，部分熱量直接排空放掉，熱損失較大，主要原因?yàn)橛吞锒鄬酉甸_發(fā)，產(chǎn)出液中礦化度高、水型復(fù)雜，配伍性差，導(dǎo)致加熱盤管結(jié)垢嚴(yán)重影響傳熱換熱[3]。

電力系統(tǒng)負(fù)荷以電動(dòng)機(jī)為主，平均功率因數(shù)僅0.61，導(dǎo)致線路損耗大。

4 節(jié)能改造后節(jié)能監(jiān)測

4.1 系統(tǒng)測試，提升監(jiān)測數(shù)據(jù)質(zhì)量

結(jié)合現(xiàn)場生產(chǎn)實(shí)際，重點(diǎn)開展了機(jī)采、集輸、注水系統(tǒng)的系統(tǒng)監(jiān)測。在機(jī)采系統(tǒng)監(jiān)測過程中，要求在工況運(yùn)行穩(wěn)定的情況下進(jìn)行測試，對(duì)于配套了高效多功率節(jié)能電機(jī)、井組無功補(bǔ)償?shù)榷囗?xiàng)技術(shù)的單井，采用單井綜合節(jié)能量計(jì)算，不進(jìn)行單個(gè)技術(shù)節(jié)能量累加，達(dá)到客觀評(píng)價(jià)整體節(jié)能效果的目的。集輸系統(tǒng)采用單位液量處理綜合能耗指標(biāo)，評(píng)價(jià)聯(lián)合站處理工藝優(yōu)化的節(jié)能效果。注水系統(tǒng)通過注水單耗和注水系統(tǒng)效率評(píng)價(jià)注水系統(tǒng)優(yōu)化效果。從表4可看出，通過配套改造，油房莊油田各系統(tǒng)運(yùn)行指標(biāo)均有較大提高，為節(jié)能量核定提供了詳實(shí)的數(shù)據(jù)。

4.2 創(chuàng)新實(shí)踐，探索節(jié)能評(píng)價(jià)方法

在油房莊節(jié)能示范區(qū)塊建設(shè)中，引進(jìn)了部分新工藝、新技術(shù)，其工作原理、運(yùn)行參數(shù)與改造前設(shè)備有較大差別，節(jié)能監(jiān)測無相關(guān)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，給節(jié)能監(jiān)測評(píng)價(jià)帶來一定困難。如智能提撈式抽油機(jī)把油管作為泵筒，采用柔性連續(xù)抽油桿，并在其下部配重，通過電機(jī)的正轉(zhuǎn)、反轉(zhuǎn)實(shí)現(xiàn)提撈采油過程，改變傳統(tǒng)抽油方式；為此，采用單位液量耗電量指標(biāo)進(jìn)行節(jié)能評(píng)價(jià)，液量單耗從45.6kW·h/m3下降為20.4kW·h/m3。依托數(shù)字化監(jiān)控平臺(tái)，部分轉(zhuǎn)油站配套數(shù)字化增壓橇加熱、輸油，站點(diǎn)實(shí)現(xiàn)無人值守；為此，采用綜合統(tǒng)計(jì)轉(zhuǎn)油站月度、季度用電、用熱數(shù)據(jù)，與數(shù)字化增壓橇單位液量集輸綜合能耗進(jìn)行分析對(duì)比，單位液量集輸綜合能耗（標(biāo)煤）從0.95kg/t下降為0.68kg/t，并實(shí)現(xiàn)了密閉集輸,密閉集輸率從98.1%上升為99.6%。

4.3 現(xiàn)場督查，促進(jìn)項(xiàng)目高效實(shí)施

依據(jù)相關(guān)節(jié)能法律法規(guī)和標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)油房莊油田主要耗能設(shè)備的能源利用狀況進(jìn)行監(jiān)督、檢查。節(jié)能項(xiàng)目改造過程中，淘汰國家明令禁止使用的Y系列低壓三相異步電機(jī)156臺(tái)；按照能源計(jì)量器具配備要求，配套原油流量計(jì)8臺(tái)，電度表53塊，注水干式水表31塊、壓力表29塊、溫度計(jì)18支，確保能源消耗計(jì)量清楚、明晰。對(duì)于未達(dá)到節(jié)能指標(biāo)的5臺(tái)高效稀土永磁同步電機(jī)、6套井口電磁防蠟器提出整改要求，對(duì)項(xiàng)目承包商下發(fā)整改通知單，通過調(diào)整安裝地點(diǎn)整改后再進(jìn)行復(fù)測，確保各項(xiàng)技術(shù)完成節(jié)能量。

另外，按照能耗最低機(jī)采系統(tǒng)優(yōu)化技術(shù)做好低產(chǎn)低效井的參數(shù)優(yōu)化，督促生產(chǎn)單位抓好落實(shí)工作，通過實(shí)施10型抽油機(jī)降為8型抽油機(jī)20臺(tái)、降桿徑50口、降泵徑117口，抽油機(jī)的平均電機(jī)負(fù)載率從27.3%提高至34.9%，平均系統(tǒng)效率 23.8%，實(shí)現(xiàn)油井節(jié)能降耗。

表4 油房莊油田各系統(tǒng)改造前后監(jiān)測指標(biāo)對(duì)比表

4.4 節(jié)能審核，推進(jìn)項(xiàng)目規(guī)范運(yùn)行

探索實(shí)踐了節(jié)能項(xiàng)目節(jié)能量審核工作，依據(jù)相關(guān)國家、行業(yè)節(jié)能標(biāo)準(zhǔn)和設(shè)備標(biāo)準(zhǔn)等，在節(jié)能項(xiàng)目組織驗(yàn)收前，對(duì)油房莊油田節(jié)能項(xiàng)目實(shí)施前后的能源利用、計(jì)量檢測、運(yùn)行等情況進(jìn)行審核，客觀公正地對(duì)各技改項(xiàng)目的預(yù)期/實(shí)際產(chǎn)生的節(jié)能效果進(jìn)行核查，核定出項(xiàng)目的節(jié)能量[4]。對(duì)未達(dá)到節(jié)能量的遠(yuǎn)程測控裝置進(jìn)行通報(bào)，并提出整改意見。通過項(xiàng)目實(shí)施的過程控制，規(guī)范了節(jié)能項(xiàng)目節(jié)能量的審核方法、審核程序和審核行為[5]，確保節(jié)能項(xiàng)目節(jié)能量的準(zhǔn)確核算，各節(jié)能技改項(xiàng)目節(jié)能量見表5。該節(jié)能項(xiàng)目實(shí)施后，監(jiān)測數(shù)據(jù)表明，示范區(qū)全年節(jié)電1 536.9×104kW·h，節(jié)煤 3 900t，節(jié)油 270t，折合 8 305t(標(biāo)煤)。

表5 油房莊節(jié)能示范區(qū)建設(shè)節(jié)能指標(biāo)完成情況

5 結(jié)論及建議

通過對(duì)油房莊油田節(jié)能檢查、監(jiān)督測試、評(píng)價(jià)分析和節(jié)能審核，得出了以下結(jié)論及建議。

1）油房莊油田通過配套改造，該油田各系統(tǒng)效率均有所提高，其中，機(jī)采系統(tǒng)效率由21.9%提高到23.8%；注水系統(tǒng)效率由39.9%提高到53.2%；集輸系統(tǒng)機(jī)組效率由32.1%提高到52.2%；熱力系統(tǒng)加熱爐熱效率由76.1%提高到83.9%；電力系統(tǒng)10KV供電線路功率因數(shù)由0.61提高到0.90。

2）在改造項(xiàng)目驗(yàn)收前引入節(jié)能項(xiàng)目節(jié)能量審核，達(dá)到了客觀公正評(píng)價(jià)節(jié)能效果和推進(jìn)節(jié)能項(xiàng)目規(guī)范運(yùn)行的目的，為其它固定資產(chǎn)投資項(xiàng)目實(shí)施積累了經(jīng)驗(yàn)。

3）節(jié)能項(xiàng)目的前期立項(xiàng)、組織實(shí)施、評(píng)價(jià)驗(yàn)收，以節(jié)能監(jiān)測數(shù)據(jù)為依據(jù)，準(zhǔn)確詳實(shí)的提高了節(jié)能節(jié)水項(xiàng)目建設(shè)質(zhì)量。

4）通過節(jié)能監(jiān)測管理工作，科學(xué)有效的判斷節(jié)能產(chǎn)品的節(jié)能量，實(shí)現(xiàn)了主動(dòng)預(yù)測評(píng)價(jià)產(chǎn)品與工藝效果，起到了指導(dǎo)節(jié)能技措項(xiàng)目投入的重要作用。

5）節(jié)能監(jiān)測工作要向節(jié)能技術(shù)研究和工藝節(jié)能的需求延伸，為油田發(fā)展提供技術(shù)保障。

[1]王衛(wèi)忠，賀海洲，劉春林，等.長慶油房莊延長檢泵周期的技術(shù)措施[J].石油和化工設(shè)備，2010,13（8）:40-41.

[2]王順華,劉波,周彩霞,等.原油集輸脫水處理工藝的優(yōu)化[J].油氣田地面工程，2007,26（11）:19-20.

[3]吳則中.油田加熱爐節(jié)能運(yùn)行的綜合評(píng)價(jià)[D].大慶：東北石油大學(xué)，2011.

[4]陳鵬.節(jié)能監(jiān)測與企業(yè)能源利用真實(shí)狀況評(píng)估[J].節(jié)能技術(shù)，2009,27（3）:255-256,271.

[5]王錄軍,周學(xué)軍,雷鈞,等.長慶油田加熱爐提效途徑探討[J].石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督，2014,30（8）：4-6.